WO2023084619A1 - 冷熱発電用タービン及び冷熱発電用タービンを備える冷熱発電動システム - Google Patents

冷熱発電用タービン及び冷熱発電用タービンを備える冷熱発電動システム Download PDF

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WO2023084619A1
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heat medium
stage
turbine
rotor
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晃 川波
亮 ▲高▼田
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三菱重工マリンマシナリ株式会社
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/08—Cooling; Heating; Heat-insulation
    • F01D25/10—Heating, e.g. warming-up before starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
    • H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
    • H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
    • H02K7/1807—Rotary generators
    • H02K7/1823—Rotary generators structurally associated with turbines or similar engines

Definitions

  • the present disclosure relates to a cold power generation turbine provided in a heat medium circulation line configured to circulate a heat medium for heating liquefied gas, and a cold power generation system including the cold power generation turbine.
  • Liquefied gas for example, liquefied natural gas
  • liquefied natural gas is liquefied for the purpose of transportation and storage, and when supplied to supply destinations such as city gas and thermal power generation, it is heated and vaporized by a heat medium such as seawater.
  • cryogenic power generation in which, when liquefied gas is vaporized, cryogenic energy is recovered as electric power instead of being dumped into seawater.
  • ORC Organic Rankine Cycle
  • ORC is known as a cryogenic power generation cycle using liquefied natural gas.
  • ORC circulates in a closed loop and cools and condenses a low-temperature working fluid with a boiling point lower than that of water with liquefied natural gas in a condenser (condenser). It is a cycle process in which seawater is heated as a heat source to evaporate, and this steam is introduced into a turbine for cryogenic power generation to obtain power.
  • Cryogenic power generation turbines that recover cold energy and generate electricity such as those used in ORC, generally have a structure in which the turbine is placed only at one end of the generator shaft. However, in the case of this structure, it was necessary to provide a counterweight on the other shaft end.
  • Patent Document 1 discloses a turbine for cold power generation in which two radial turbines and a generator are coaxially arranged in the same casing in order to reduce the size of the cold power generator.
  • a generator is arranged at the center of a shaft, and radial turbines are arranged at both ends of the shaft.
  • an object of at least one embodiment of the present disclosure is to provide a turbine for cryogenic power generation that can suppress an increase in size by eliminating the need for a cooling mechanism or reducing the size of the cooling mechanism. be.
  • a turbine for cryogenic power generation includes: A cryogenic power generation turbine provided in a heat medium circulation line configured to circulate a heat medium for heating liquefied gas, a rotor shaft; an inner casing that rotatably houses the rotor shaft; an outer casing arranged on the outer peripheral side of the inner casing; a generator including a generator rotor formed on the outer peripheral surface of the rotor shaft and a generator stator supported on the inner peripheral surface of the inner casing; a first stage rotor blade provided on one side of the rotor shaft relative to the generator rotor; a first stage stator blade supported by the inner peripheral surface of the outer casing or the outer peripheral surface of the inner casing on the one side of the first stage rotor blade; a second stage stator vane supported by the inner peripheral surface of the outer casing or the outer peripheral surface of the inner casing on the other side of the rotor shaft relative to the generator rotor; a second stage rotor blade provided
  • cryogenic power generation turbine of the present disclosure it is possible to provide a cryogenic power generation turbine capable of suppressing an increase in the size of the device by eliminating the need for a cooling mechanism or downsizing it.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram schematically showing an overall configuration of a cryogenic power generation system including a cryogenic power generation turbine according to an embodiment of the present disclosure
  • FIG. 1 is a schematic cross-sectional view of a cryogenic turbine in accordance with an embodiment of the present disclosure
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of the turbine for cold power generation shown in FIG. 2 taken along the line AA.
  • 1 is a schematic cross-sectional view of a cryogenic turbine in accordance with an embodiment of the present disclosure
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram schematically showing an overall configuration of a cryogenic power generation system including a cryogenic power generation turbine according to an embodiment of the present disclosure
  • FIG. 1 is a schematic cross-sectional view of a cryogenic turbine in accordance with an embodiment of the present disclosure
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of the turbine for cold power generation shown in FIG. 2 taken along the line AA.
  • expressions that express shapes such as squares and cylinders do not only represent shapes such as squares and cylinders in a geometrically strict sense, but also include irregularities and chamfers to the extent that the same effect can be obtained.
  • the shape including the part etc. shall also be represented.
  • the expressions “comprising”, “including”, or “having” one component are not exclusive expressions excluding the presence of other components.
  • symbol may be attached
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram schematically showing the overall configuration of a cryogenic power generation system including a cryogenic power generation turbine according to an embodiment of the present disclosure.
  • a cryogenic power generation system 100 is a cryogenic power generation system 100 for recovering cold energy of a liquefied gas as electric power through a heat medium for heating the liquefied gas.
  • the cold power generation system 100 is not particularly limited, but is installed, for example, in a water floating structure 10A or a land-use liquefied gas terminal 10B, which will be described below.
  • the water floating structure 10A is a structure that can float on water.
  • the water floating structure 10A includes a propulsion device configured to drive a propulsion device such as a propeller, and includes a ship capable of self-propelled by driving the propulsion device and a floating body without a propulsion device.
  • a propulsion device such as a propeller
  • liquid liquefied gas is stored, and the liquid liquefied gas is heated with seawater or the like to be vaporized and flowed into an engine (not shown) to obtain propulsion.
  • the liquefied gas is vaporized, cold heat energy is recovered as electric power by the cold heat power generation turbine 1 , instead of being dumped into seawater by the cold heat power generation system 100 .
  • the land-based LNG (liquefied gas) terminal 10B receives and stores the liquefied gas transported by the LNG carrier. Then, when the liquefied gas is supplied to a supply destination such as city gas or a thermal power plant, the liquefied gas is heated with seawater or the like to return to gas. When the liquefied gas is vaporized, cold heat energy is recovered as electric power by the cold heat power generation turbine 1 , instead of being dumped into seawater by the cold heat power generation system 100 .
  • cryogenic power generation system 100 of the present disclosure is installed in a ship 10 that uses liquefied gas as fuel among the floating structures 10A described above will be described as an example.
  • the cryogenic power generation system 100 includes, as shown in FIG. , and a heat medium circulation line 9 .
  • the cold power generation turbine 1, the condenser 3, the cold heat pump 5, and the evaporator 7 are connected by a heat medium circulation line 9, respectively.
  • the liquefied gas supply line 2 is also connected to a condenser 3 .
  • the heating fluid supply line 4 is also connected to the evaporator 7 .
  • Each of the heat medium circulation line 9, the liquefied gas supply line 2, and the heating fluid supply line 4 includes a fluid flow path such as a conduit.
  • the heat medium circulates in the heat medium circulation line 9 while changing its state to liquid or gas, thereby driving the cryogenic power generation system 100 .
  • the heat medium circulation line 9 is configured to circulate a heat medium having a freezing point lower than that of water.
  • liquefied natural gas LNG
  • propane will be described as a specific example of the heat medium flowing through the heat medium circulation line 9.
  • propane liquefied hydrogen, etc.
  • a heat medium other than propane such as R1234yf or R1234ze, can also be applied to the heat medium flowing through the heat medium circulation line 9 .
  • the condenser 3 is configured to condense the working fluid through heat exchange between the heat medium and the liquefied gas.
  • a heating side pipe 31 connected to the heat medium circulation line 9 and into which the heat medium circulating in the heat medium circulation line 9 flows, and a liquefied gas supply line 2 connected to the liquefied gas supply line 2
  • a heated side line 32 is provided into which the flowing liquefied gas enters.
  • the heat medium flowing through the heating-side pipeline 31 and the liquefied gas flowing through the heated-side pipeline 32 are configured to exchange heat.
  • the heat medium is cooled and condensed by heat exchange, and the liquefied gas is heated.
  • the liquefied gas supply line 2 on the upstream side of the condenser 3 is connected to a liquefied gas pump 22 , and the further upstream side of the liquefied gas pump 22 is connected to a liquefied gas storage device 21 .
  • the liquefied gas stored in the liquefied gas storage device 21 is sent to the liquefied gas supply line 2 and flows through the liquefied gas supply line 2 from the upstream side to the downstream side. , is supplied to the condenser 3 .
  • the liquefied gas vaporized by heat exchange inside the condenser 3 flows through the heated side pipeline 32, and then flows through the liquefied gas supply line 2 again. is supplied as fuel to the engine (not shown).
  • the cooling pump 5 is configured to boost the pressure of the heat medium supplied from the condenser 3 .
  • the cooling/heating pump 5 connected to the heat medium circulation line 9 is driven to circulate the heat medium in the heat medium circulation line 9 .
  • the heat medium flows from the condenser 3 to the cold heat pump 5 , from the cold heat pump 5 to the evaporator 7 , from the evaporator 7 to the cold heat power generation turbine 1 , and from the cold heat power generation turbine 1 to the condenser 3 .
  • the cold/heat pump 5 is not particularly limited as long as it can pressurize the heat medium.
  • turbo pumps centrifugal pumps, mixed flow pumps, axial flow pumps, etc.
  • positive displacement pumps reciprocating pumps, rotary pumps
  • special pumps submersible motor pumps
  • the evaporator 7 is configured to evaporate the heat medium by exchanging heat between the heat medium pressurized by the cold heat pump 5 and the heating fluid introduced from the outside of the cold heat power generation system 100 .
  • the heat medium pressurized by the cold/heat pump 5 flows into the evaporator 7, and is connected to the heat medium heated side pipe 71 connected to the heat medium circulation line 9 and the heating fluid supply line 4,
  • a heat medium heating side pipeline 72 into which a heating fluid introduced from the outside of the cryogenic power generation system 100 flows is provided.
  • the heat medium flowing through the heat medium heated side pipeline 71 and the heating fluid flowing through the heating side pipeline 72 are configured to exchange heat.
  • the heat medium is heated and evaporated by heat exchange, and the heating fluid is cooled.
  • the heating fluid supply line 4 on the upstream side of the evaporator 7 is connected to a heating fluid pump 42 . Further upstream of the heating fluid pump 42 in the heating fluid supply line 4 is connected to a heating fluid supply source so that the heating fluid is introduced from the outside of the cryogenic power generation system 100 .
  • the heating fluid is sent from the heating fluid supply source to the heating fluid supply line 4 , flows through the heating fluid supply line 4 from the upstream side to the downstream side, and is supplied to the evaporator 7 .
  • the heated fluid cooled by heat exchange inside the evaporator 7 flows through the heat medium heating side pipe 72 and then flows through the heated fluid supply line 4 again and is discharged to the outside of the cold power generation system 100 .
  • heating fluid may be any fluid that heats the heat medium circulating in the heat medium circulation line 9 as the heat medium in the evaporator 7, and may be steam, hot water, seawater, engine cooling water, or normal temperature water.
  • the heating fluid is water that is easily available on the ship 10 (for example, outboard water such as seawater, engine cooling water that cools the engine of the ship 10, etc.). can be preferably used.
  • the cryogenic power generation turbine 1 is configured to be driven by the gaseous heat medium produced by the evaporator 7 .
  • the turbine 1 for cold heat power generation has a generator 8 .
  • the gaseous heat medium generated by the evaporator 7 rotates the rotor shaft 11 of the turbine 1 for cold heat power generation, which will be described later, to drive the generator 8 .
  • the gaseous heat medium that has driven the cryogenic power generation turbine 1 flows through the heat medium circulation line 9 toward the above-described condenser 3 installed downstream of the cryogenic power generation turbine 1 .
  • FIG. 2 is a schematic cross-sectional view of a cryogenic power generation turbine according to an embodiment of the present disclosure when the cryogenic power generation turbine is placed horizontally.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of the turbine for cold power generation shown in FIG. 2 along the line AA.
  • FIG. 4 is a schematic cross-sectional view of a cryogenic power generation turbine according to an embodiment of the present disclosure when the cryogenic power generation turbine is vertically placed.
  • the upstream side in the flow direction of the heat medium in the turbine for cold power generation 1 may simply be referred to as the upstream side
  • the downstream side in the flow direction of the heat medium in the turbine for cold power generation 1 may simply be referred to as the downstream side.
  • the radial direction of the turbine for cold power generation 1 may be simply referred to as the radial direction
  • the circumferential direction of the turbine for cold power generation may be simply referred to as the circumferential direction
  • the direction along the axis CA of the turbine for cold power generation 1 may be simply referred to as the axial direction.
  • the cryogenic power generation turbine 1 includes a rotor shaft 11, a casing 6, a generator 8, a first stage axial flow turbine 23, a second A staged axial flow turbine 24 and a heat medium flow path 63 are provided.
  • the first stage axial flow turbine 23 is composed of a first stage moving blade 23B and a first stage stationary blade 23A.
  • the second stage axial flow turbine 24 is composed of a second stage moving blade 24B and a second stage stationary blade 24A.
  • the rotor shaft 11 is composed of a shaft portion 111 having a longitudinal direction along the axis CA of the turbine for thermal power generation 1 and an outer surface 112A on one side (upstream side) of the shaft portion 111 in the radial direction. and a disk portion 113B protruding radially outward from an outer surface 112B on the other side (downstream side) of the shaft portion 111 in a disk shape.
  • the axis CA of the turbine for cold power generation 1 coincides with the axis of the rotor shaft 11 and the axis of the casing 6 .
  • the axis CA of the rotor shaft 11 is aligned with the horizontal direction, and the one end of the shaft portion 111 and the other end of the shaft portion 111 are aligned vertically. are arranged at the same height level in the direction.
  • a one-side protruding portion 114A is formed at one end portion of the shaft portion 111 in the axial direction and protrudes outward in the axial direction from an inner casing member 61A, which will be described later.
  • a protruding portion 114B is formed that protrudes outward in the axial direction from the inner casing member 61A.
  • One-side projecting portion 114A and other-side projecting portion 114B are formed to have a smaller diameter than other portions of shaft portion 111 .
  • the one-side disc portion 113A described above is attached to the outer surface 112A of the one-side projecting portion 114A.
  • the other-side disc portion 113B described above is attached to the outer surface 112B of the other-side projecting portion 114B.
  • a one-side nut 115A is screwed on one side of the one-side projecting portion 114A relative to the one-side disk portion 113A, thereby fixing the one-side disk portion 113A to the shaft portion 111.
  • the other side nut 115B is screwed on the other side of the other side projecting portion 114B relative to the other side disk portion 113B, thereby fixing the other side disk portion 113B to the shaft portion 111 .
  • the casing 6 is composed of an inner casing 61 that rotatably accommodates the rotor shaft 11 and an outer casing 62 arranged on the outer peripheral side of the inner casing 61 .
  • the inner casing 61 includes an inner casing member 61A, a one-side cover member 61B arranged on one side (upstream side) of the inner casing member 61A in the axial direction, and the inner casing member 61A. and the other side cover member 61C arranged on the other side (downstream side) in the axial direction.
  • the inner casing member 61A has a longitudinal direction along the axial direction of the turbine for cold power generation 1, and is arranged between the first stage moving blade 23B and the second stage moving blade 24B in the axial direction of the turbine for cold power generation 1. It is A space 610 is formed inside the inner casing member 61A to accommodate the shaft portion 111 and a generator 8 (generator rotor 81 and generator stator 82 in the illustrated example).
  • the one-side cover member 61B is located on one side of the first stage moving blade 23B in the axial direction, and includes the one-side protruding portion 114A and the one-side nut 115A screwed thereto. is arranged on one side of the inner casing member 61A so as to cover the .
  • the other side cover member 61C is located on the other side of the second stage moving blade 24B in the axial direction, and includes the other side projecting portion 114B and the other side nut 115B screwed thereto. is arranged on the other side of the inner casing member 61A so as to cover the .
  • the generator 8 is configured to include a generator rotor 81 including permanent magnets formed on the outer peripheral surface of the rotor shaft 11 and a generator stator 82 supported by the inner peripheral surface 611 of the inner casing 61 .
  • the generator rotor 8 is integrally formed on the outer peripheral surface of the rotor shaft 11, and both have an integral structure.
  • the generator rotor 8 and the rotor shaft 11 may be formed separately, and the generator rotor 8 may be supported on the outer peripheral surface of the rotor shaft.
  • the generator stator 82 is supported by the inner peripheral surface 611 of the inner casing member 61A and arranged radially outside the generator rotor 81 .
  • the generator rotor 81 and the generator stator 82 are arranged on the other side of a later-described one-side radial bearing 103A and on one side of the other-side radial bearing 103B in the axial direction of the rotor shaft 11 . That is, the generator rotor 81 and the generator stator 82 are located between the one side radial bearing 103A and the other side radial bearing 103B in the axial direction of the rotor shaft 11 .
  • the first stage rotor blade 23B is provided on one side of the rotor shaft 11 relative to the generator rotor 81 . Further, the first stage stator vane 23A is supported by the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 or the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 on one side of the rotor shaft 11 relative to the first stage rotor blade 23B. In the illustrated embodiment, the first stage rotor blades 23B are attached to the outer peripheral surface of the above-described one-side disk portion 113A at intervals in the circumferential direction. In addition, the first stage stationary blades 23A are supported by the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 and are provided on the inner peripheral surface 621 at intervals in the circumferential direction.
  • the first stage stator vane 23A is supported by the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 (the outer peripheral surface 612B of the one-side cover member 61B) and is circumferentially spaced from the outer peripheral surface 612 (the outer peripheral surface 612B). and may be supported by both the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 and the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 (the outer peripheral surface 612B of the one-side cover member 61B).
  • the second stage stator vane 24A is supported by the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 or the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 on the other side of the rotor shaft 11 relative to the generator rotor 81 .
  • the second stage moving blade 24B is provided on the other side of the rotor shaft 11 relative to the second stage stationary blade 24A.
  • the second stage rotor blades 24B are attached to the outer peripheral surface of the above-described other side disk portion 113B at intervals in the circumferential direction.
  • the second stage stator vanes 24A are supported by the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 and are provided on the inner peripheral surface 621 at intervals in the circumferential direction.
  • the second stage stator vanes 24A are supported by the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 (the outer peripheral surface 612A of the inner casing member 61A) and spaced from the outer peripheral surface 612 (the outer peripheral surface 612A) in the circumferential direction. It may be provided with a gap, and may be supported by both the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 and the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 (the outer peripheral surface 612A of the inner casing member 61A).
  • the heat medium flow path 63 is defined between the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 and the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62, and extends along the rotor shaft from upstream of the first stage stator blades 23A to downstream of the second stage rotor blades 24B. It is configured to extend along the 11 axial direction.
  • the heat medium flow path 63 has a longitudinal direction along the axial direction of the turbine for cold power generation 1 and has an annular cross section surrounding the inner casing member 61A. Between the outer casing 62 and the inner casing 61, the heat medium is guided from one side to the other side.
  • a one side introduction path 64A is formed for introducing the heat medium into the heat medium flow path 63 along the axial direction from one side.
  • the one-side introduction path 64A is defined by an inner surface 630A of an inlet casing 65A connected to one side of the outer casing 62 on one axial side of the one-side cover member 61B.
  • a other side discharge path 64B is formed for discharging the heat medium from the heat medium flow path 63 to the other side along the axial direction.
  • the other side discharge path 64B is defined by an inner surface 630B of an outlet casing 65B connected to the other side of the outer casing 62 on the other side in the axial direction of the other side cover member 61C.
  • the heat medium introduced into the heat medium flow path 63 from the one side introduction path 64A passes through the first stage stationary blade 23A and then acts on the first stage moving blade 23B to impart rotational force to the shaft portion 111.
  • the first stage axial flow turbine 23 is driven. While the heat medium that has passed through the first stage moving blade 23B flows through the heat medium flow path 63, the generator 8 (generator rotor 81, power generation It exchanges heat with the heat generated in the machine stator 82). That is, the heat generated in the generator 8 is absorbed by the heat medium flowing through the heat medium flow path 63 . This cools the generator 8 and heats the heat medium flowing through the heat medium flow path 63 .
  • the heated heat medium acts on the second stage rotor vane 24B to impart rotational force to the shaft portion 111, thereby driving the second stage axial flow turbine 24. That is, the heat medium heated by heat exchange with the generator 8 in the heat medium flow path 63 flows into the second stage axial flow turbine 24 , and this heated heat medium drives the second stage axial flow turbine 24 . It is designed to let The heat medium that has flowed through the second stage axial flow turbine 24 is discharged from the heat medium flow path 63 to the other side discharge path 64 ⁇ /b>B, and flows out of the turbine 1 for thermal power generation.
  • the first stage axial flow turbine 23 including the first stage rotor blades 23B and the first stage stator vanes 23A is provided on one side of the generator rotor 81, and the second stage rotor blades 23B are provided on the other side of the generator rotor 81.
  • axial flow turbines are provided at both ends of the generator rotor 81 . Since the axial flow turbine does not require a large scroll (casing) unlike the radial turbine, it is possible to reduce the overall size of the turbine for cold power generation.
  • the heat medium flows through the heat medium flow path 63 defined between the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 and the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62, the first stage moving blade 23B, the first stage stationary blade 23A, the second stage It flows in the order of the stage moving blade 24B and the second stage stationary blade 24A. That is, the heat medium that has passed through the first stage axial flow turbine 23 absorbs the heat of the generator 8 generated in the generator rotor 81 and the generator stator 82 while flowing through the heat medium flow path 63, and the second stage axial flow It will flow into the turbine 24 .
  • the generator 8 can be cooled using the heat medium, so it is unnecessary to additionally install a cooling mechanism such as equipment necessary for cooling and a cooling channel, or the size can be reduced. , it is possible to suppress the enlargement of the device.
  • the heat medium recovers the exhaust heat of the generator 8
  • the temperature of the heat medium at the inlet of the second stage axial flow turbine 24 rises, so that the efficiency of the second stage axial flow turbine 24 can be improved. can. That is, both cooling of the generator 8 and exhaust heat recovery can be achieved.
  • the axial flow turbines are provided at both ends of the rotor shaft 11, the weight can be well balanced, and a counterweight is not required.
  • a radial bearing 103A on one side and a radial bearing 103A on the other side which rotatably support the shaft portion 111 are provided in a space 610 formed inside the inner casing member 61A.
  • 103B is accommodated.
  • the one-side radial bearing 103A is arranged on one side of the generator rotor 81
  • the other-side radial bearing 103B is arranged on the other side of the generator rotor 81 .
  • the one side radial bearing 103A and the other side radial bearing 103B are arranged so as to contact the outer peripheral surface of the shaft portion 111 of the rotor shaft 11 at their inner circumferences and rotatably support the shaft portion 111 .
  • the one side radial bearing 103A and the other side radial bearing 103B are supported on the inner peripheral surface 611 of the inner casing member 61A at their outer peripheries.
  • the device including the one side radial bearing 103A and the other side radial bearing 103B may be simply referred to as a radial bearing device 103 in some cases.
  • the space 610 formed inside the inner casing member 61A includes the thrust collar 101 and the thrust collar 101 on one side in the axial direction.
  • a one-side thrust bearing 102A arranged to face the thrust collar 101 and a other-side thrust bearing 102B arranged to face the thrust collar 101 on the other side in the axial direction of the thrust collar 101 are accommodated.
  • a device including the one-side thrust bearing 102A and the other-side thrust bearing 102B may be simply referred to as a thrust bearing device 102.
  • the one side radial bearing 103A, the other side radial bearing 103B, the one side thrust bearing 102A, and the other side thrust bearing 102B may be configured by magnetic bearings. According to the above configuration, there is no need to use lubricating oil, and it is not necessary to form a device for supplying lubricating oil. Moreover, since lubricating oil is not used, it is possible to prevent oil (lubricating oil) from being mixed into the heat medium.
  • the thrust collar 101 and the thrust bearing device 102 are arranged on the other side of the one-side radial bearing 103A and on the one side of the generator rotor 81 . That is, the generator rotor 81 and the generator stator 82 are arranged along the axial direction of the rotor shaft 11 between the thrust bearing device 102 and the other side radial bearing 103B.
  • the blade height of the first stage stator vanes 23A is smaller than the blade height of the second stage stator vanes 24A, and the blade height of the first stage rotor blades 23B is greater than the blade height of the second stage rotor blades 24B. configured small. Therefore, the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 housing the first stage axial flow turbine 23 and the second stage axial flow turbine 24 is closer to the second stage axial flow position than the position where the first stage axial flow turbine 23 is arranged. It is formed so as to widen the heat medium flow path 63 in the radial direction at the position where the flow turbine 24 is arranged.
  • the turbine 1 for cold power generation described above is located on the other side (downstream) of the first stage rotor blades 23B and further than the generator rotor 81 as shown in FIGS.
  • a one-side seal portion 26A that seals between the rotor shaft 11 and the inner casing 61 is further provided on one side (upstream side).
  • the one-side seal portion 26A is located between the inner peripheral surface 611 of the inner casing member 61A and the outer peripheral surface of the shaft portion 111 of the rotor shaft 11 in the space 610 formed inside the inner casing member 61A. It seals the gap between them.
  • the one-side seal portion 26A is arranged on one side of the one-side radial bearing 103A in the axial direction of the turbine for thermal power generation 1 .
  • a ball bearing 27A is arranged between the one-side seal portion 26A and the one-side radial bearing 103A.
  • a ball bearing 27B is arranged between the other side seal portion 26B and the other side radial bearing 103B.
  • the rotor shaft 11 is supported by the ball bearings 27A and 27B, so that the contact between the radial bearing 103 configured by a magnetic bearing and the rotor shaft 11 is prevented.
  • the one-side seal portion 26A may include a mechanical seal, or may include a labyrinth seal provided by processing the shaft portion 111 or the inner casing member 61A to have unevenness.
  • the heat medium that has passed through the first stage rotor blades 23B can be prevented from leaking into the inner casing 61, so that the heat medium flows through the heat medium flow path 63 as compared with the case where the seal member 26 is not provided. Reduction of the heat medium can be suppressed. As a result, more generator heat generated in the generator rotor 81 and the generator stator 82 can be recovered than in the case where no sealing member is provided, so that the inlet temperature of the second stage axial flow turbine 24 rises. The efficiency of the second stage axial flow turbine 24 can be improved.
  • the seal member The internal pressure of the inner casing 61 can be kept low compared to the case where the is not provided. As a result, the thrust force acting on the rotor shaft 11 and the windage loss generated inside the inner casing 61 can be reduced.
  • providing the one-side seal portion 26A to suppress leakage and improve the efficiency of the second-stage axial flow turbine 24 is in a trade-off relationship with the ability of the heat medium to cool the power generator 8 . That is, when the one-side seal portion 26A is not provided, the heat medium leaks into the inner casing 61, and the heat generated by the generator 8 (heat generated by the generator rotor 81 and the generator stator 82) raises the temperature. The inside of the inner casing 61, which is elevated, can be directly cooled. Therefore, the ability to cool the generator 8 is higher than when the one-side seal portion 26A is provided.
  • the small-sized turbine 1 for cold thermal power generation with an output of 100 kw or less, even if the inside of the inner casing 61 is not directly cooled, the heat medium flowing through the heat medium flow path 63 can It became clear that the generator 8 could be sufficiently cooled. Therefore, in the case of the small-sized turbine 1 for thermal power generation, it is preferable to provide the one-side seal portion 26 ⁇ /b>A to suppress leakage and improve the efficiency of the second stage axial flow turbine 24 .
  • the above-described cold power generation turbine 1 has a It further includes the other side seal portion 26B that seals between the rotor shaft 11 and the inner casing 61 .
  • the other side seal portion 26B is located between the inner peripheral surface 611 of the inner casing member 61A and the outer peripheral surface of the shaft portion 111 of the rotor shaft 11 in the space 610 formed inside the inner casing member 61A. It seals the gap between them.
  • the other side seal portion 26B is arranged on the other side of the other side radial bearing 103B in the axial direction of the turbine for thermal power generation 1 .
  • the one-side seal portion 26B may include a mechanical seal, or may include a labyrinth seal provided by processing the shaft portion 111 or the inner casing member 61A to have unevenness.
  • the heat medium that has flowed into the inner casing 61 (inner casing member 61A) from the heat medium flow path 63 flows from between the second stage stationary blade 24A and the second stage rotor blade 24B into the heat medium flow path 63. It is possible to suppress the occurrence of vortex flow in the heat medium passing through the second stage axial flow turbine 24 . Thereby, the performance of the second stage axial flow turbine 24 can be improved.
  • the turbine 1 for cryogenic power generation described above is configured inside the inner casing 61 and downstream of the second stage rotor blades 24B in the heat medium flow path 63, as shown in FIGS.
  • a bypass line 40 communicating with the side position is further provided.
  • a space formed inside the inner casing member 61A is provided at one end of the bypass line 40 on one side of the second stage rotor blade 24B in the axial direction of the rotor shaft 11.
  • An inlet side opening 40A is formed to open at 610 .
  • the bypass line 40 penetrates the axially extending portion 61A1 on the bottom side of the inner casing member 61A on the vertically lower side of the turbine 1 for thermal power generation.
  • the inlet-side opening 40A is located below the lower surface of the shaft portion 111 and near the inner surface of the axially extending portion 61A1.
  • the axially extending portion 61A1 is a side portion that extends along the axial direction of the inner casing member 61A and is provided so that the distance from the axis CA is constant in the radial direction. It is the surface on the bottom side on the lower side in the vertical direction where the heat medium that has leaked inside tends to accumulate.
  • the inlet opening 40A at the end of the bypass line 40 is connected to the radially extending lead-in portion 40B of the bypass line 40 to allow heat leaked into the inner casing member 61A.
  • the medium passes through the inlet side opening 40A and flows through the radially extending introduction portion 40B of the bypass line 40 .
  • the radially extending introduction portion 40 ⁇ /b>B is provided so as to penetrate the inner casing member 61 ⁇ /b>A, the heat medium flow path 63 , and the outer casing 62 along the radial direction and extend to the outside of the outer casing 62 .
  • the radially extending lead-in portion 40B is connected to the axially extending portion 40C, and the heat medium flowing through the radially extending lead-in portion 40B flows into the axially extending portion 40C.
  • the axially extending portion 40 ⁇ /b>C is provided along the axial direction of the rotor shaft 11 outside the outer casing 62 .
  • the axially extending portion 40C is connected to the radially extending discharge portion 40D, and the heat medium flowing through the axially extending portion 40C flows into the radially extending discharge portion 40D.
  • the radially extending discharge portion 40D is provided so as to penetrate the outer casing 62 and the heat medium flow path 63 along the radial direction.
  • an outlet side opening 40E is formed on the other side of the second stage rotor blade 24B in the axial direction of the rotor shaft 11 so as to open into the heat medium flow path 63. It is The radially extending discharge portion 40D is connected to the outlet side opening 40E, and the heat medium flowing through the radially extending discharge portion 40D is discharged to the outside of the bypass line 40 through the outlet side opening 40E.
  • the heat medium flowing inside the inner casing 61 by causing the heat medium flowing inside the inner casing 61 to flow to the other side (downstream side) of the second stage rotor blade 24B in the heat medium flow path 63, It is possible to suppress accumulation of the heat medium.
  • the heat medium flowing inside the inner casing 61 is prevented from flowing out from between the second stage stationary blades 24A and the second stage rotor blades 24B into the heat medium flow path 63, thereby reducing the amount of heat flowing through the second stage axial flow turbine 24. It is possible to suppress the occurrence of vortex flow in the medium. Thereby, the performance of the second stage axial flow turbine 24 can be improved.
  • both the other side seal portion 26B and the bypass line 40 described above are provided in the turbine 1 for cold power generation.
  • the heat medium flowing into the space 610 inside the inner casing 61 flows from between the second stage stator vane 24A and the second stage rotor blade 24B.
  • the outflow to the heat medium flow path 63 can be reduced, since the other side seal portion 26B is installed, there is no discharge destination for the heat medium that has leaked into the inner casing member 61A. It will continue to accumulate inside.
  • the bypass line 40 together with the other side seal portion 26B the heat medium that has leaked into the inner casing member 61A can be discharged to the outside of the inner casing member 61A. It is possible to suppress accumulation of the heat medium.
  • the turbine 1 for cryogenic power generation described above includes at least one heat transfer medium extending radially within the heat medium flow path 63 of the rotor shaft 11, as shown in FIGS.
  • a support portion 30 is further provided.
  • the support portion 30 has one end connected to the inner peripheral surface 621 of the outer casing 62 and the other end connected to the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 .
  • the inner casing 61 is supported by the outer casing 62 by the supporting portion 30 described above.
  • the inner casing member 61A of the inner casing 61 is supported by the support portion 30.
  • the support portion 30 is provided in the heat medium flow path 63 and is connected to the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 (the outer peripheral surface 612A of the inner casing member 61A) to promote cooling of the generator 8. It also has a function as a cooling fin.
  • At least one supporting portion 30 may be arranged along the axial direction of the turbine 1 for thermal power generation, and at least one supporting portion 30 may also be arranged along the circumferential direction of the outer peripheral surface 612 of the inner casing 61 .
  • eight supporting portions 30 are arranged at regular intervals in the circumferential direction.
  • one support portion 30 is arranged in the axial direction of the rotor shaft 11 inside the heat medium flow path 63 .
  • the upstream end of the support portion 30 is located on one side (upstream side) of the generator stator 82 in the axial direction of the rotor shaft 11 . Further, the downstream end of the support portion 30 is located on the other side (downstream side) of the generator stator 82 in the axial direction of the rotor shaft 11 . With such a configuration, the generator stator 82 can be effectively cooled by the support portion 30 .
  • a part of the bypass line 40 is formed inside the support portion 30 .
  • a through portion 40B1 is formed inside the support portion 30 so as to penetrate through the support portion 30 along the radial direction.
  • a portion of the bypass line 40 is composed of this penetration portion 40B1.
  • a part of the bypass line 40 is composed of a pipe inserted into the through portion 40B1.
  • the bypass line 40 is provided inside the support portion 30 that supports the inner casing 61 . Therefore, compared to the case where the bypass line 40 is not provided inside the support portion 30 but is provided so as to extend inside the heat medium flow path 63 outside the support portion 30, a new flow path loss is generated. Its occurrence can be suppressed.
  • the turbine 1 for cold power generation described above has one end of the rotor shaft 11 higher in the vertical direction than the other end of the rotor shaft 11, as shown in FIG. It is installed so that
  • the axis CA of the rotor shaft 11 is aligned with the vertical direction, and one end of the shaft portion 111 is vertically above the other end of the shaft portion 111 . are placed.
  • the first stage axial flow turbine 23 side is higher and the second stage axial flow turbine side 24 is lower, so that the heat medium in the heat medium flow path 63 flows in the second stage axial flow direction. It passes through the turbine 24 and is discharged to the outside of the turbine 1 for cold heat power generation.
  • the flow rate of the heat medium flowing through the heat medium flow path 63 decreases, so the pressure at the inlet of the second stage rotor blade 24A (the outlet of the first stage rotor blade 23B) decreases, resulting in saturation. Since the temperature also drops, liquid droplets (drain) may be generated, but according to the above configuration, it is possible to suppress the generation of liquid puddles in the heat medium flow path 63 at the time of partial load.
  • the bypass line 40 passes through the inner casing member 61A from a radially extending portion 61A2 on the bottom side of the inner casing member 61A on the vertically lower side of the turbine for thermal power generation 1. are doing.
  • the radially extending portion 61A2 is a side portion that extends along the radial direction of the inner casing member 61A and is provided so as to form a right angle with the axis CA. It is the surface on the bottom side on the lower side in the vertical direction where the medium tends to accumulate.
  • a cold power generation turbine (1) is a cold power generation turbine (1) provided in a heat medium circulation line (9) configured to circulate a heat medium for heating liquefied gas.
  • a rotor shaft (11) and a rotor shaft (11); an inner casing (61) rotatably housing the rotor shaft (11); an outer casing (62) arranged on the outer peripheral side of the inner casing (61);
  • a second stage stator vane (24A) supported by the inner peripheral surface (621) of the outer casing (62) or the outer peripheral surface (612) of the inner casing (61) on the other side of the rotor shaft
  • the first stage axial flow turbine including the first stage rotor blade and the first stage stator vane on one side of the generator rotor, and the second stage rotor blade and the second stage stator vane on the other side of the generator rotor. and a second stage axial flow turbine.
  • axial flow turbines are provided at both ends of the generator rotor. Since the axial flow turbine does not require a large scroll (casing) unlike the radial turbine, it is possible to reduce the overall size of the turbine for cold power generation.
  • the heat medium flows through the heat medium flow path defined between the outer peripheral surface of the inner casing and the inner peripheral surface of the outer casing.
  • the heat medium that has passed through the first-stage axial flow turbine absorbs generator heat generated in the generator rotor and generator stator while flowing through the heat medium flow path, and flows into the second-stage axial flow turbine.
  • the generator can be cooled using the heat medium, so it is unnecessary to install additional cooling mechanisms such as equipment and cooling channels required for cooling, or the size can be reduced. An increase in the size of the device can be suppressed.
  • the heat medium recovers the exhaust heat of the power generator, the temperature of the heat medium at the inlet of the second stage axial flow turbine rises, so that the efficiency of the second stage axial flow turbine can be improved. That is, it is possible to achieve both cooling of the generator and recovery of exhaust heat.
  • the axial flow turbines are provided at both ends of the rotor shaft, the weight can be well balanced, eliminating the need for a counterweight.
  • a cold power generation turbine (1) according to another aspect is the cold power generation turbine (1) according to 1), wherein A one-side seal portion (26A) for sealing between the rotor shaft (11) and the inner casing (61) is further provided on one side of (81).
  • the heat medium that has passed through the first stage moving blades can be prevented from leaking into the inner casing, so the amount of heat medium flowing through the heat medium flow path is reduced compared to the case where the sealing member is not provided. can be suppressed.
  • more heat generated in the generator rotor and generator stator can be recovered than in the case where no sealing member is provided, so that the inlet temperature of the second stage axial flow turbine rises and the second stage Efficiency of the axial turbine can be improved.
  • the heat medium leaking into the inner casing can be sealed between the high pressure region on the first stage axial flow turbine side and the low pressure region on the second stage axial flow turbine side, no sealing member is provided.
  • the pressure inside the inner casing can be kept lower than in the case. As a result, the thrust force acting on the rotor shaft and the windage loss generated inside the inner casing can be reduced.
  • a cryogenic power generation turbine 1 according to still another aspect is the cryogenic power generation turbine (1) according to 1) or 2), wherein The other side seal portion (26B) that seals between the rotor shaft (11) and the inner casing (61) is further provided on the other side of the machine rotor (81).
  • the heat medium that has flowed into the inner casing from the heat medium flow path is prevented from flowing out from between the second stage stationary blade and the second stage moving blade into the heat medium flow path. It is possible to suppress the occurrence of vortex flow in the heat medium passing through the axial turbine. Thereby, the performance of the second stage axial flow turbine can be improved.
  • a cryogenic power generation turbine is the cryogenic power generation turbine (1) according to any one of 1) to 3), wherein the inside of the inner casing (61) and the heat medium flow path ( 63) further includes a bypass line (40) that communicates with a position downstream of the second stage rotor blade (26B).
  • the heat medium flowing inside the inner casing is caused to flow downstream of the second stage rotor blade in the heat medium flow path, thereby suppressing accumulation of the heat medium inside the inner casing. be able to.
  • the heat medium flowing inside the inner casing is prevented from flowing out from between the second stage stator blades and the second stage moving blades into the heat medium flow path, and the heat medium passing through the second stage axial flow turbine is prevented from generating a vortex flow. occurrence can be suppressed. Thereby, the performance of the second stage axial flow turbine can be improved.
  • a cold power generation turbine (1) is the cold power generation turbine (1) according to 4), wherein a heat medium flow path (63) is provided along the radial direction of the rotor shaft (11).
  • at least one support (30) extending within, one end connected to the inner peripheral surface (621) of the outer casing (62) and the other end connected to the outer peripheral surface (612) of the inner casing (61); It further comprises at least one support (30) to be connected, and a part of the bypass line (40) is formed inside the support (30).
  • the bypass line is provided inside the support portion that supports the inner casing. Therefore, compared to the case where the bypass line is not provided inside the support portion and is provided so as to extend inside the heat medium flow path outside the support portion, it is possible to suppress the occurrence of new flow path loss. can be done.
  • a cryogenic power generation turbine 1 is the cryogenic power generation turbine (1) according to any one of 1) to 5), wherein the cryogenic power generation turbine (1) includes a rotor shaft (11 ) is installed so that one end of the rotor shaft (11) is higher in the vertical direction than the other end of the rotor shaft (11).
  • the first stage axial flow turbine side is higher and the second stage axial flow turbine side is lower, so that the heat medium in the heat medium flow path passes through the second stage axial turbine. It will be discharged to the outside of the cold power generation turbine. As a result, it is possible to suppress the occurrence of liquid puddles in the heat medium flow path when the operation is stopped.

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Abstract

液化ガスを加熱するための熱媒体を循環させるように構成された熱媒体循環ラインに設けられた冷熱発電用タービンであって、ロータシャフトと、内側ケーシングと、外側ケーシングと、発電機ロータおよび発電機ステータとを含む発電機と、第１段動翼と、第１段静翼と、第２段静翼と、第２段動翼と、内側ケーシングの外周面と外側ケーシングの内周面との間に画定される熱媒体流路であって、第１段静翼の上流から第２段動翼の下流に至るまでロータシャフトの軸方向に沿って延在する熱媒体流路と、を備える冷熱発電用タービンを提供する。

Description

冷熱発電用タービン及び冷熱発電用タービンを備える冷熱発電動システム
　本開示は、液化ガスを加熱するための熱媒体を循環させるように構成された熱媒体循環ラインに設けられた冷熱発電用タービン及び冷熱発電用タービンを備える冷熱発電動システムに関する。
　液化ガス（例えば、液化天然ガス）は、輸送や貯蔵を目的として液化され、都市ガスや火力発電などの供給先に供給するに際して、海水などの熱媒体で昇温して気化させることが行われる。液化ガスを気化させる際に、冷熱エネルギーを海水に捨てるのではなく電力として回収する冷熱発電がある。
　液化天然ガスを用いた冷熱発電サイクルとしては、ＯＲＣ(Ｏｒｇａｎｉｃ　Ｒａｎｋｉｎｅ　Ｃｙｃｌｅ)が知られている。ＯＲＣは、クローズドループ内を循環する、水よりも沸点の低い低温の作動流体を、凝縮器（復水器）にて液化天然ガスで冷却、凝縮させた後に、ポンプにより昇圧し、蒸発器にて海水などを熱源として加熱して蒸発させ、この蒸気を冷熱発電用タービンに導入して動力を得るサイクルプロセスである。
　ＯＲＣなどに用いられる、冷熱エネルギーを回収して発電する冷熱発電用タービンは、一般的に発電機の軸の一端にのみタービンを配置する構造となる。しかし、この構造の場合にはもう一方の軸端にカウンターウェイトを設ける必要があった。
　特許文献１では、冷熱発電装置の小型化のために、同一ケーシング内に２つのラジアルタービンと発電機を同軸上に配置した冷熱発電用タービンが開示されている。この冷熱発電用タービンでは、軸の中央部に発電機が配置され、軸の両端にラジアルタービンが配置されている。
特開平８－２１８８１６号公報
　発電機は高速で回転するため冷却を必要とするが、その冷却方式としては水冷方式が一般的である。特許文献１に開示されている技術では、発電機の冷却のために、冷却源（冷却水）の確保が必要であり、冷却に必要な機器や冷却流路などの冷却機構を設ける必要がある。このため、冷熱発電装置が大型化してしまう懸念がある。
　上記した事情に鑑みて、本開示の少なくとも一実施形態の目的は、冷却機構を不要、又は小規模化することで、装置の大型化を抑制することができる冷熱発電用タービンを提供することにある。
　上記目的を達成するために、一の態様に係る冷熱発電用タービンは、
　液化ガスを加熱するための熱媒体を循環させるように構成された熱媒体循環ラインに設けられた冷熱発電用タービンであって、
　ロータシャフトと、
　前記ロータシャフトを回転可能に収容する内側ケーシングと、
　前記内側ケーシングの外周側に配置される外側ケーシングと、
　前記ロータシャフトの外周面に形成される発電機ロータと、前記内側ケーシングの内周面に支持される発電機ステータと、を含む発電機と、
　前記発電機ロータよりも前記タロータシャフトの一方側に設けられた第１段動翼と、
　前記第１段動翼よりも前記一方側において前記外側ケーシングの内周面又は前記内側ケーシングの外周面に支持される第１段静翼と、
　前記発電機ロータよりも前記ロータシャフトの他方側において前記外側ケーシングの前記内周面又は前記内側ケーシングの前記外周面に支持される第２段静翼と、
　前記第２段静翼よりも前記他方側に設けられた第２段動翼と、
　前記内側ケーシングの外周面と前記外側ケーシングの前記内周面との間に画定される熱媒体流路であって、前記第１段静翼の上流から前記第２段動翼の下流に至るまで前記ロータシャフトの軸方向に沿って延在する熱媒体流路と、を備える。
　本開示の冷熱発電用タービンによれば、冷却機構を不要、又は小規模化することで、装置の大型化を抑制することができる冷熱発電用タービンを提供することが出来る。
本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンを備える冷熱発電システムの全体構成を概略的に示す概略構成図である。 本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンの概略断面図である。 図２に示した冷熱発電用タービンのＡ－Ａ断面図である。 本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンの概略断面図である。
　以下、添付図面を参照して本開示の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本開示の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
　例えば、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
　例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
　例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
　一方、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
　なお、同様の構成については同じ符号を付し説明を省略することがある。
（冷熱発電システム）
　図１は、本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンを備える冷熱発電システムの全体構成を概略的に示す概略構成図である。
　本実施形態の一実施形態に係る冷熱発電システム１００は、液化ガスを加熱するための熱媒体を介して、液化ガスが有する冷熱エネルギーを電力として回収するための冷熱発電システム１００である。
　冷熱発電システム１００は、特に限定されないが、例えば以下に説明する水上浮遊構造体１０Ａまたは陸用の液化ガス基地１０Ｂに設置される。
　水上浮遊構造体１０Ａは、水上に浮遊可能な構造体である。水上浮遊構造体１０Ａは、プロペラなどの推進器を駆動させるように構成された推進装置を有し、推進装置を駆動させることで自走可能な船舶や、推進装置を有さない浮体を含むものである。水上浮遊構造体１０Ａにおいては、液状の液化ガスを貯留しており、液状の液化ガスを海水などで暖めて気化させ、不図示のエンジンに流入させて推進力を得ている。液化ガスを気化させる際に、冷熱発電システム１００により冷熱エネルギーを海水に捨てるのではなく、後述する冷熱発電用タービン１によって電力として回収する。
　陸用のＬＮＧ（液化ガス）基地１０Ｂでは、ＬＮＧ運搬船が輸送した液化ガスを受け入れ、貯蔵する。そして、都市ガスや火力発電所などの液化ガスの供給先に供給する際に、液化ガスを海水などで暖めてガスに戻すことが行われる。液化ガスを気化させる際に、冷熱発電システム１００により冷熱エネルギーを海水に捨てるのではなく、後述する冷熱発電用タービン１によって電力として回収する。
　ここで、以下の実施例では、本開示の冷熱発電システム１００が、上述した水上浮遊構造体１０Ａのうち、液化ガスを燃料とする船舶１０に設置される場合を例に挙げて説明する。
　冷熱発電システム１００は、図１に示されるように、冷熱発電用タービン１と、液化ガス供給ライン２と、凝縮器３と、加熱流体供給ライン４と、冷熱用ポンプ５と、蒸発器７と、熱媒体循環ライン９と、を備えている。冷熱発電用タービン１と、凝縮器３と、冷熱用ポンプ５と、蒸発器７とは、熱媒体循環ライン９によってそれぞれ接続されている。また、液化ガス供給ライン２は、凝縮器３に接続されている。また、加熱流体供給ライン４は、蒸発器７に接続されている。熱媒体循環ライン９、液化ガス供給ライン２および加熱流体供給ライン４のそれぞれは、例えば管路など流体が流通する流路を含むものである。そして、熱媒体が液体や気体に状態変化をしながら熱媒体循環ライン９内を循環することで、冷熱発電システム１００が駆動されるように構成されている。
　熱媒体循環ライン９は、水よりも凝固点の低い熱媒体を循環させるように構成されている。以下、液化ガスの具体例として液化天然ガス（ＬＮＧ）を、熱媒体循環ライン９を流れる熱媒体の具体例としてプロパンを例に挙げて説明するが、本開示は、液化天然ガス以外の液化ガス（液化水素など）も適用可能であり、また、プロパン以外の熱媒体、例えばＲ１２３４ｙｆやＲ１２３４ｚｅなどを熱媒体循環ライン９に流れる熱媒体とした場合にも適用可能である。
　凝縮器３は、熱媒体と液化ガスとが熱交換することで作動流体を凝縮させるように構成されている。凝縮器３の内部には、熱媒体循環ライン９に接続され熱媒体循環ライン９を循環する熱媒体が流入する加熱側管路３１と、液化ガス供給ライン２に接続され液化ガス供給ライン２を流れる液化ガスが流入する被加熱側管路３２が設けられている。そして、加熱側管路３１を流れる熱媒体と被加熱側管路３２を流れる液化ガスとが熱交換するように構成されている。凝縮器３において、熱交換により熱媒体は冷却され凝縮し、液化ガスは加熱される。
　凝縮器３よりも上流側の液化ガス供給ライン２は、液化ガス用ポンプ２２に接続され、液化ガス用ポンプ２２のさらに上流側は液化ガス貯留装置２１に接続されている。
　液化ガス用ポンプ２２の駆動により、液化ガス貯留装置２１に貯留されている液体状の液化ガスは、液化ガス供給ライン２に送られ、液化ガス供給ライン２を上流側から下流側に向かって流れ、凝縮器３へと供給される。そして、凝縮器３の内部における熱交換により気化された液化ガスは、被加熱側管路３２を流れた後、再び液化ガス供給ライン２を流れ、凝縮器３の下流側に設置される船舶１０のエンジン（不図示）へ燃料として供給される。
　冷熱用ポンプ５は、凝縮器３から供給された熱媒体を昇圧するように構成されている。熱媒体循環ライン９に接続される冷熱用ポンプ５が駆動することにより、熱媒体循環ライン９を熱媒体が循環する。熱媒体は、凝縮器３から冷熱用ポンプ５へ、冷熱用ポンプ５から蒸発器７へ、蒸発器７から冷熱発電用タービン１へ、冷熱発電用タービン１から凝縮器３へと流れる。
　冷熱用ポンプ５は、熱媒体を昇圧できればよく、その形式は特に限定されない。例えば、ターボ形ポンプ（遠心ポンプ、斜流ポンプ、軸流ポンプなど）や容積形ポンプ（往復形ポンプ、回転形ポンプ）、特殊形ポンプ（水中モータポンプ）など、実施形態に合わせて形式を適宜選択できる。
　蒸発器７は、冷熱用ポンプ５により昇圧された熱媒体と、冷熱発電システム１００の外部から導入された加熱流体とが熱交換することで熱媒体を蒸発させるように構成されている。蒸発器７の内部には、冷熱用ポンプ５により昇圧された熱媒体が流入し、熱媒体循環ライン９に接続される熱媒体被加熱側管路７１と、加熱流体供給ライン４に接続され、冷熱発電システム１００の外部から導入される加熱流体が流入する熱媒体加熱側管路７２が設けられている。そして、熱媒体被加熱側管路７１を流れる熱媒体と加熱側管路７２を流れる加熱流体とが熱交換するように構成されている。蒸発器７において、熱交換により熱媒体は加熱され蒸発し、加熱流体は冷却される。
　蒸発器７よりも上流側の加熱流体供給ライン４は、加熱流体用ポンプ４２に接続されている。加熱流体供給ライン４における加熱流体用ポンプ４２のさらに上流側は、冷熱発電システム１００の外部から加熱流体が導入されるように、加熱流体の供給源と接続されている。
　加熱流体用ポンプ４２の駆動により、加熱流体の供給源から加熱流体が加熱流体供給ライン４に送られ、加熱流体供給ライン４を上流側から下流側に向かって流れ、蒸発器７へと供給される。そして、蒸発器７の内部における熱交換により冷却された加熱流体は、熱媒体加熱側管路７２を流れた後、再び加熱流体供給ライン４を流れ、冷熱発電システム１００の外部へ排出される。
　上述した「加熱流体」は、蒸発器７において熱媒として熱媒体循環ライン９を循環する熱媒体を加熱させる流体であればよく、蒸気や温水、海水や、エンジン冷却水、常温の水であってもよい。
　冷熱発電システム１００が船舶１０に搭載される場合には、加熱流体は、船舶１０において入手が容易な水（例えば、海水などの船外水や、船舶１０のエンジンを冷却したエンジン冷却水など）を好適に利用することが出来る。
　冷熱発電用タービン１は、蒸発器７で生成された気体状の熱媒体によって駆動されるように構成されている。
　また、冷熱発電用タービン１は発電機８を有している。そして、蒸発器７で生成された気体状の熱媒体によって後述する冷熱発電用タービン１のロータシャフト１１が回転することで、発電機８を駆動するように構成されている。冷熱発電用タービン１を駆動した気体状の熱媒体は、冷熱発電用タービン１の下流側に設置される上述した凝縮器３に向かって熱媒体循環ライン９を流れる。
（冷熱発電用タービン）
　図２は、本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンの概略断面図であって、冷熱発電用タービンを横置きした場合の図である。図３は、図２に示した冷熱発電用タービンのＡ－Ａ断面図である。図４は、本開示の一実施形態にかかる冷熱発電用タービンの概略断面図であって、冷熱発電用タービンを縦置きした場合の図である。
　以下、冷熱発電用タービン１における熱媒体の流れ方向における上流側を単に上流側と表すことがあり、冷熱発電用タービン１における熱媒体の流れ方向における下流側を単に下流側と表すことがある。
　また、冷熱発電用タービン１の径方向を単に径方向と表し、冷熱発電用タービン１の周方向を単に周方向と表すことがある。
　また、冷熱発電用タービン１の軸線ＣＡに沿った方向を単に軸方向と表すことがある。
　幾つかの実施形態にかかる冷熱発電用タービン１は、図２、図４に示されるように、ロータシャフト１１と、ケーシング６と、発電機８と、第１段軸流タービン２３と、第２段軸流タービン２４と、熱媒体流路６３を備えている。第１段軸流タービン２３は、第１段動翼２３Ｂと第１段静翼２３Ａにより構成されている。第２段軸流タービン２４は第２段動翼２４Ｂと第２段静翼２４Ａにより構成されている。
　図示される実施形態では、ロータシャフト１１は、冷熱発電用タービン１の軸線ＣＡに沿って長手方向を有するシャフト部１１１と、シャフト部１１１の一方側（上流側）における外面１１２Ａから径方向における外側に円板状に突出する一方側ディスク部１１３Ａと、シャフト部１１１の他方側（下流側）における外面１１２Ｂから径方向における外側に円板状に突出する他方側ディスク部１１３Ｂと、を含む。
　また、冷熱発電用タービン１の軸線ＣＡは、ロータシャフト１１の軸線、およびケーシング６の軸線と一致している。
　また、図２に示される実施形態では、ロータシャフト１１の軸線ＣＡが水平方向と一致しており、シャフト部１１１の一方側の端部と、シャフト部１１１の他方側の端部とが、鉛直方向において同じ高さレベルに配置されている。
　シャフト部１１１の軸方向における一方側の端部には、後述する内側ケーシング部材６１Ａよりも軸方向の外側に突出している一方側突出部１１４Ａが形成されている。また、シャフト部１１１の軸方向における他方側の端部には、内側ケーシング部材６１Ａよりも軸方向の外側に突出している他方側突出部１１４Ｂが形成されている。一方側突出部１１４Ａおよび他方側突出部１１４Ｂは、シャフト部１１１の他の部分よりも小径に形成されている。上述した一方側ディスク部１１３Ａは、一方側突出部１１４Ａの外面１１２Ａに取り付けられている。同様に、上述した他方側ディスク部１１３Ｂは、他方側突出部１１４Ｂの外面１１２Ｂに取り付けられている。また、一方側突出部１１４Ａにおける一方側ディスク部１１３Ａよりも一方側には一方側ナット１１５Ａが螺着されており、これにより一方側ディスク部１１３Ａがシャフト部１１１に固定されている。同様に、他方側突出部１１４Ｂにおける他方側ディスク部１１３Ｂよりも他方側には他方側ナット１１５Ｂが螺着されており、これにより他方側ディスク部１１３Ｂがシャフト部１１１に固定されている。
　ケーシング６は、ロータシャフト１１を回転可能に収容する内側ケーシング６１と、内側ケーシング６１の外周側に配置される外側ケーシング６２により構成される。
　図示される実施形態では、内側ケーシング６１は、内側ケーシング部材６１Ａと、内側ケーシング部材６１Ａに対して軸方向における一方側（上流側）に配置されている一方側カバー部材６１Ｂと、内側ケーシング部材６１Ａに対して軸方向における他方側（下流側）に配置されている他方側カバー部材６１Ｃとを含んでいる。
　内側ケーシング部材６１Ａは、冷熱発電用タービン１の軸方向に沿って長手方向を有し、冷熱発電用タービン１の軸方向における第１段動翼２３Ｂと第２段動翼２４Ｂとの間に配置されている。内側ケーシング部材６１Ａの内部には空間６１０が形成されており、シャフト部１１１や後述する発電機８（図示例では、発電機ロータ８１および発電機ステータ８２）が収容される。
　一方側カバー部材６１Ｂは、第１段動翼２３Ｂよりも軸方向における一方側において、一方側突出部１１４Ａおよびこれに螺着されている一方側ナット１１５Ａを含むシャフト部１１１の一方側の端部を覆うように、内側ケーシング部材６１Ａの一方側に配置されている。
　他方側カバー部材６１Ｃは、第２段動翼２４Ｂよりも軸方向における他方側において、他方側突出部１１４Ｂおよびこれに螺着されている他方側ナット１１５Ｂを含むシャフト部１１１の他方側の端部を覆うように、内側ケーシング部材６１Ａの他方側に配置されている。
　発電機８は、ロータシャフト１１の外周面に形成される永久磁石を含む発電機ロータ８１と、内側ケーシング６１の内周面６１１に支持される発電機ステータ８２を含むように構成されている。
　図示される実施形態では、発電機ロータ８はロータシャフト１１の外周面に一体的に形成されており、両者は一体構造をなしている。ただし、発電機ロータ８とロータシャフト１１とが別体に形成され、ロータシャフトの外周面に発電機ロータ８が支持されるように構成されていても良い。発電機ステータ８２は、内側ケーシング部材６１Ａの内周面６１１に支持されており、発電機ロータ８１よりも径方向における外側に配置されている。また、発電機ロータ８１と発電機ステータ８２は、ロータシャフト１１の軸方向において、後述する一方側ラジアル軸受１０３Ａよりも他方側、且つ、他方側ラジアル軸受１０３Ｂよりも一方側に配置される。つまり、発電機ロータ８１と発電機ステータ８２は、ロータシャフト１１の軸方向において、一方側ラジアル軸受１０３Ａと他方側ラジアル軸受１０３Ｂの間に位置している。
　第１段動翼２３Ｂは、発電機ロータ８１よりもロータシャフト１１の一方側に設けられている。また、第１段静翼２３Ａは、第１段動翼２３Ｂよりもロータシャフト１１の一方側において、外側ケーシング６２の内周面６２１又は内側ケーシング６１の外周面６１２に支持されている。
　図示した実施形態では、第１段動翼２３Ｂは、上述した一方側ディスク部１１３Ａの外周面に、周方向に間隔をあけて取り付けられている。また、第１段静翼２３Ａは、外側ケーシング６２の内周面６２１に支持されており、内周面６２１に周方向に間隔をあけて設けられている。また、他の実施形態では、第１段静翼２３Ａは、内側ケーシング６１の外周面６１２（一方側カバー部材６１Ｂの外周面６１２Ｂ）に支持されて、外周面６１２（外周面６１２Ｂ）に周方向に間隔をあけて設けられていてもよく、外側ケーシング６２の内周面６２１と内側ケーシング６１の外周面６１２（一方側カバー部材６１Ｂの外周面６１２Ｂ）の両方に支持されていてもよい。
　第２段静翼２４Ａは、発電機ロータ８１よりもロータシャフト１１の他方側において、外側ケーシング６２の内周面６２１又は内側ケーシング６１の外周面６１２に支持されている。また、第２段動翼２４Ｂは、第２段静翼２４Ａよりもロータシャフト１１の他方側に設けられている。
　図示した実施形態では、第２段動翼２４Ｂは、上述した他方側ディスク部１１３Ｂの外周面に、周方向に間隔をあけて取り付けられている。また、第２段静翼２４Ａは、外側ケーシング６２の内周面６２１に支持されており、内周面６２１に周方向に間隔をあけて設けられている。また、他の実施形態では、第２段静翼２４Ａは、内側ケーシング６１の外周面６１２（内側ケーシング部材６１Ａの外周面６１２Ａ）に支持されて、外周面６１２（外周面６１２Ａ）に周方向に間隔をあけて設けられていてもよく、外側ケーシング６２の内周面６２１と内側ケーシング６１の外周面６１２（内側ケーシング部材６１Ａの外周面６１２Ａ）の両方に支持されていてもよい。
　熱媒体流路６３は、内側ケーシング６１の外周面６１２と外側ケーシング６２の内周面６２１との間に画定され、第１段静翼２３Ａの上流から第２段動翼２４Ｂの下流に至るまでロータシャフト１１の軸方向に沿って延在するように構成されている。
　図示した実施形態では、熱媒体流路６３は、冷熱発電用タービン１の軸方向に沿って長手方向を有するとともに、内側ケーシング部材６１Ａの周囲を囲む環状断面を有している。そして、外側ケーシング６２と内側ケーシング６１との間で、熱媒体を一方側から他方側に導くように構成されている。
　また、熱媒体流路６３の一方側には、熱媒体流路６３に一方側から軸方向に沿って熱媒体を導入するための一方側導入路６４Ａが形成されている。一方側導入路６４Ａは、一方側カバー部材６１Ｂよりも軸方向の一方側において、外側ケーシング６２の一方側に接続されている入口ケーシング６５Ａの内面６３０Ａによって画定されている。
　また、熱媒体流路６３の他方側には、熱媒体流路６３から他方側に軸方向に沿って熱媒体を排出するための他方側排出路６４Ｂが形成されている。他方側排出路６４Ｂは、他方側カバー部材６１Ｃよりも軸方向の他方側において、外側ケーシング６２の他方側に接続されている出口ケーシング６５Ｂの内面６３０Ｂによって画定されている。
　そして、一方側導入路６４Ａから熱媒体流路６３に導入された熱媒体は、第１段静翼２３Ａを通過した後、第１段動翼２３Ｂへ作用してシャフト部１１１に回転力を付与することで、第１段軸流タービン２３を駆動させる。第１段動翼２３Ｂを通過した熱媒体は、熱媒体流路６３を流れる間に、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成された空間６１０に収容されている発電機８（発電機ロータ８１、発電機ステータ８２）において発生する熱と熱交換を行う。つまり、発電機８において発生した熱を、熱媒体流路６３を流れる熱媒体が吸収する。これにより、発電機８は冷却され、熱媒体流路６３を流れる熱媒体は加熱される。
　加熱された熱媒体は、第２段静翼２４Ａを通過した後、第２段動翼２４Ｂへ作用してシャフト部１１１に回転力を付与することで、第２段軸流タービン２４を駆動させる。つまり、第２段軸流タービン２４には、熱媒体流路６３において発電機８との熱交換により加熱された熱媒体が流れ込み、この加熱された熱媒体が第２段軸流タービン２４を駆動させるようになっている。第２段軸流タービン２４を流れた熱媒体は、熱媒体流路６３から他方側排出路６４Ｂに排出され、冷熱発電用タービン１の外部に流出する。
　本開示に係る冷熱発電用タービン１によれば、発電機ロータ８１の一方側に第１段動翼２３Ｂと第１段静翼２３Ａとでなる第１段軸流タービン２３、他方側に第２段動翼２４Ｂと第２段静翼２４Ａとでなる第２段軸流タービン２４、を設けた構造である。つまり、発電機ロータ８１を挟んで両端に軸流タービンが設けられている。軸流タービンは、ラジアルタービンのように大きなスクロール（ケーシング）が不要であるため、冷熱発電用タービンの全体を小型化することが可能となる。
　また、熱媒体は内側ケーシング６１の外周面６１２と外側ケーシング６２の内周面６２１との間に画定される熱媒体流路６３内を、第１段動翼２３Ｂ、第１段静翼２３Ａ、第２段動翼２４Ｂ、第２段静翼２４Ａの順で流れる。つまり、第１段軸流タービン２３を通過した熱媒体は、熱媒体流路６３を流れながら発電機ロータ８１と発電機ステータ８２において発生する発電機８の熱を吸収し、第２段軸流タービン２４に流れ込むこととなる。
　この構成により、熱媒体を用いて発電機８を冷却することができるため、冷却に必要な機器や冷却流路などの冷却機構を追加で設置することが不要又は小規模化することが可能となり、装置の大型化を抑制することができる。
　また、熱媒体が発電機８の排熱を回収することで、第２段軸流タービン２４の入口における熱媒体の温度が上昇するため、第２段軸流タービン２４の効率を向上させることができる。
　すなわち、発電機８の冷却と排熱回収を両立することができる。
　また、ロータシャフト１１の両端に軸流タービンが設けられているので、重量のバランスもとれるので、カウンターウェイトも不要となる。
　図示した実施形態では、図２、図４に示されるように、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成された空間６１０に、シャフト部１１１を回転可能に支持する一方側ラジアル軸受１０３Ａと他方側ラジアル軸受１０３Ｂが収容されている。一方側ラジアル軸受１０３Ａは、発電機ロータ８１よりも一方側に配置されており、他方側ラジアル軸受１０３Ｂは、発電機ロータ８１よりも他方側に配置されている。
　一方側ラジアル軸受１０３Ａおよび他方側ラジアル軸受１０３Ｂは、各々の内周において、ロータシャフト１１のシャフト部１１１の外周面に接し、シャフト部１１１を回転可能に支持するように配置される。また、一方側ラジアル軸受１０３Ａおよび他方側ラジアル軸受１０３Ｂは、各々の外周において、内側ケーシング部材６１Ａの内周面６１１に支持されている。
　なお、以下の説明では、これら一方側ラジアル軸受１０３Ａおよび他方側ラジアル軸受１０３Ｂを含む装置を単にラジアル軸受装置１０３と称する場合がある。
　図示した実施形態では、図２、図４に示されるように、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成された空間６１０には、スラストカラー１０１と、スラストカラー１０１よりも軸方向の一方側にスラストカラー１０１に対面して配置される一方側スラスト軸受１０２Ａと、スラストカラー１０１よりも軸方向の他方側にスラストカラー１０１に対面して配置される他方側スラスト軸受１０２Ｂと、が収容されている。
　なお、以下の説明では、これら一方側スラスト軸受１０２Ａおよび他方側スラスト軸受１０２Ｂを含む装置を単にスラスト軸受装置１０２と称する場合がある。
　一実施形態では、一方側ラジアル軸受１０３Ａ、他方側ラジアル軸受１０３Ｂ、一方側スラスト軸受１０２Ａ、および他方側スラスト軸受１０２Ｂは、磁気軸受によって構成されていてもよい。
　上記の構成によれば、潤滑油を用いる必要はなくなり、潤滑油の供給のための装置形成も不要となるため、装置の大型化を抑制することが出来る。また潤滑油を用いないため、熱媒体への油分（潤滑油）の混入も防止することができる。
　図示した実施形態では、一方側ラジアル軸受１０３Ａよりも他方側、且つ、発電機ロータ８１よりも一方側にスラストカラー１０１およびスラスト軸受装置１０２が配置されている。すなわち、発電機ロータ８１および発電機ステータ８２は、ロータシャフト１１の軸方向に沿って、スラスト軸受装置１０２と、他方側ラジアル軸受１０３Ｂの間に配置されている。
　また、図示した実施形態では、第１段静翼２３Ａの翼高さは第２段静翼２４Ａの翼高さよりも小さく、第１段動翼２３Ｂの翼高さは第２段動翼２４Ｂの翼高さよりも小さく構成されている。そのため、第１段軸流タービン２３および第２段軸流タービン２４を収容する外側ケーシング６２の内周面６２１は、第１段軸流タービン２３が配置されている位置よりも、第２段軸流タービン２４が配置されている位置において径方向に熱媒体流路６３を広くするように形成されている。
　幾つかの実施形態では、上述した冷熱発電用のタービン１は、図２、図４に示されるように第１段動翼２３Ｂよりも他方側（下流側）、且つ、発電機ロータ８１よりも一方側（上流側）において、ロータシャフト１１と内側ケーシング６１との間をシールする一方側シール部２６Ａをさらに備える。
　図示される実施形態では、一方側シール部２６Ａは、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成された空間６１０において、内側ケーシング部材６１Ａの内周面６１１とロータシャフト１１のシャフト部１１１の外周面との間の隙間をシールしている。一方側シール部２６Ａは、冷熱発電用タービン１の軸方向において、一方側ラジアル軸受１０３Ａよりも一方側に配置されている。
　また、一方側シール部２６Ａと一方側ラジアル軸受１０３Ａとの間には、ボールベアリング２７Ａが配置されている。同様に、他方側シール部２６Ｂと他方側ラジアル軸受１０３Ｂとの間には、ボールベアリング２７Ｂが配置されている。冷熱発電用タービン１が停止、あるいはトラブルでトリップした際に、これらボールベアリング２７Ａ、ボールベアリング２７Ｂがロータシャフト１１を支持することで、磁気軸受により構成されるラジアル軸受１０３とロータシャフト１１との接触を防止する。
　また、一方側シール部２６Ａは、メカニカルシールを含んでいてもよいし、シャフト部１１１又は内側ケーシング部材６１Ａに凹凸加工して設けられるラビリンスシールを含んでいてもよい。
　このような構成によれば、第１段動翼２３Ｂを通過した熱媒体が内側ケーシング６１内部へリークすることを抑制できるため、シール部材２６を設けない場合と比べて熱媒体流路６３を流れる熱媒体の減少を抑制することができる。これにより、シール部材を設けない場合と比べて、発電機ロータ８１と発電機ステータ８２において発生する発電機の熱をより多く回収できるので、第２段軸流タービン２４の入口温度が上昇し、第２段軸流タービン２４の効率を向上させることができる。
　また、第１段軸流タービン２３側の高圧領域と第２段軸流タービン２４側の低圧領域との間で、内側ケーシング６１の内部にリークする熱媒体をシールすることができるので、シール部材を設けない場合と比べて、内側ケーシング６１の内部の圧力を低く維持することができる。これにより、ロータシャフト１１に作用するスラスト力や、内側ケーシング６１の内部において発生する風損（ロス）を低減させることができる。
　ところで、一方側シール部２６Ａを設けリークを抑制し、第２段軸流タービン２４の効率を向上させることは、熱媒体による発電機８の冷却能力とトレードオフの関係にある。すなわち、一方側シール部２６Ａを設けない場合、内側ケーシング６１の内部へ熱媒体が漏れ込むため、発電機８から発生する熱（発電機ロータ８１と発電機ステータ８２で発生する熱）により温度が高くなる内側ケーシング６１の内部を直接冷却ができるようになる。そのため、発電機８を冷却する能力は、一方側シール部２６Ａを設ける場合と比べて高くなる。
　本発明者らが検討したところによれば、出力が１００ｋｗ以下の小型の冷熱発電用タービン１においては、内側ケーシング６１の内部を直接冷却しなくても、熱媒体流路６３を流れる熱媒体によって発電機８を十分に冷却できることが明らかとなった。このため、小型の冷熱発電用タービン１の場合には、一方側シール部２６Ａを設け、リークを抑制し、第２段軸流タービン２４の効率を向上させるとよい。
　幾つかの実施形態では、上述した冷熱発電用タービン１は、図２、図４に示されるように、第２段動翼２４Ｂよりも一方側、且つ、発電機ロータ８１よりも他方側において、ロータシャフト１１と内側ケーシング６１との間をシールする他方側シール部２６Ｂをさらに備える。
　図示される実施形態では、他方側シール部２６Ｂは、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成された空間６１０において、内側ケーシング部材６１Ａの内周面６１１とロータシャフト１１のシャフト部１１１の外周面との間の隙間をシールしている。他方側シール部２６Ｂは、冷熱発電用タービン１の軸方向において、他方側ラジアル軸受１０３Ｂよりも他方側に配置されている。
　また、一方側シール部２６Ｂは、メカニカルシールを含んでいてもよいし、シャフト部１１１又は内側ケーシング部材６１Ａに凹凸加工して設けられるラビリンスシールを含んでいてもよい。
　このような構成によれば、熱媒体流路６３から内側ケーシング６１（内側ケーシング部材６１Ａ）の内部に流入した熱媒体が第２段静翼２４Ａと第２段動翼２４Ｂの間から熱媒体流路６３へ流出することを低減し、第２段軸流タービン２４を通過する熱媒体において渦流れが発生することを抑制することができる。これにより、第２段軸流タービン２４の性能を向上させることができる。
　幾つかの実施形態では、上述した冷熱発電用のタービン１は、図２～図４に示されるように、内側ケーシング６１の内部と、熱媒体流路６３における第２段動翼２４Ｂよりも下流側の位置とを連通するバイパスライン４０をさらに備える。
　図示される実施形態では、バイパスライン４０の一方側の端部には、ロータシャフト１１の軸方向における第２段動翼２４Ｂよりも一方側において、内側ケーシング部材６１Ａの内部に形成されている空間６１０に開口するように入口側開口部４０Ａが形成されている。
　また、図２に示される実施形態では、バイパスライン４０は、冷熱発電用タービン１の鉛直方向の下側における、内側ケーシング部材６１Ａの底面側の軸方向延在部６１Ａ１を貫通している。入口側開口部４０Ａは、シャフト部１１１の下面よりも下方であって、軸方向延在部６１Ａ１の内面近傍に位置している。軸方向延在部６１Ａ１は、内側ケーシング部材６１Ａの軸方向に沿って延在し、軸線ＣＡからの距離が径方向において一定となるように設けられた側面部のことであり、内側ケーシング６１の内部に漏れ込んだ熱媒体が溜まりやすくなる鉛直方向下側の底面側の面である。この軸方向延在部６１Ａ１の近傍に入口側開口部４０Ａを設けることで、入口側開口部４０Ａに熱媒体が流れ込みやすくすることが出来る。
　図示される実施形態では、バイパスライン４０の端部にある入口側開口部４０Ａは、バイパスライン４０の径方向延在導入部４０Ｂに接続されており、内側ケーシング部材６１Ａの内部に漏れ込んだ熱媒体は、入口側開口部４０Ａを通過し、バイパスライン４０の径方向延在導入部４０Ｂを流れることとなる。径方向延在導入部４０Ｂは、径方向に沿って内側ケーシング部材６１Ａ、熱媒体流路６３、外側ケーシング６２を貫通し、外側ケーシング６２の外部にまで延在するように設けられる。
　径方向延在導入部４０Ｂは軸方向延在部４０Ｃに接続されており、径方向延在導入部４０Ｂを流れた熱媒体は、軸方向延在部４０Ｃに流れ込む。
　軸方向延在部４０Ｃは、外側ケーシング６２の外部において、ロータシャフト１１の軸方向に沿って設けられている。
　軸方向延在部４０Ｃは径方向延在排出部４０Ｄに接続されており、軸方向延在部４０Ｃを流れた熱媒体は、径方向延在排出部４０Ｄに流れ込む。
　径方向延在排出部４０Ｄは、径方向に沿って外側ケーシング６２、熱媒体流路６３、を貫通するように設けられる。また、バイパスライン４０の他方側の端部には、ロータシャフト１１の軸方向における第２段動翼２４Ｂよりも他方側において、熱媒体流路６３に開口するように出口側開口部４０Ｅが形成されている。径方向延在排出部４０Ｄは出口側開口部４０Ｅに接続されており、径方向延在排出部４０Ｄを流れた熱媒体は、出口側開口部４０Ｅよりバイパスライン４０の外部に排出される。
　このような構成によれば、内側ケーシング６１の内部を流れる熱媒体を、熱媒体流路６３における第２段動翼２４Ｂよりも他方側（下流側）に流すことで、内側ケーシング６１の内部に熱媒体が溜まることを抑制することができる。
　また、内側ケーシング６１の内部を流れる熱媒体が第２段静翼２４Ａと第２段動翼２４Ｂの間から熱媒体流路６３へ流出することを低減し、第２段軸流タービン２４を通過する熱媒体において渦流れが発生することを抑制することができる。これにより、第２段軸流タービン２４の性能を向上させることができる。
　図示される実施形態では、冷熱発電用タービン１に上述した他方側シール部２６Ｂおよびバイパスライン４０の両方を設けている。
　バイパスライン４０を設けず、他方側シール部２６Ｂを設けた冷熱発電用タービン１では、内側ケーシング６１の内部の空間６１０に流入した熱媒体が第２段静翼２４Ａと第２段動翼２４Ｂの間から熱媒体流路６３へ流出することを低減できるが、他方側シール部２６Ｂが設置されているために、内側ケーシング部材６１Ａの内部に漏れ込んだ熱媒体の排出先がなく、内側ケーシング部材６１Ａの内部において溜まり続けることとなる。しかしながら、他方側シール部２６Ｂとともにバイパスライン４０を設けることで、内側ケーシング部材６１Ａの内部に漏れ込んだ熱媒体を内側ケーシング部材６１Ａの外部に排出することが出来るので、内側ケーシング部材６１Ａの内部に熱媒体が溜まること抑制できる。
　幾つかの実施形態では、上述した冷熱発電用のタービン１は、図２～図４に示されるように、ロータシャフト１１の径方向に沿って熱媒体流路６３内を延在する少なくとも１つの支持部３０をさらに備える。支持部３０は、一端が外側ケーシング６２の内周面６２１に接続され、他端が内側ケーシング６１の外周面６１２に接続される。
　上述した支持部３０により、内側ケーシング６１は、外側ケーシング６２に支持されている。図示される実施形態では、内側ケーシング６１の内側ケーシング部材６１Ａが支持部３０によって支持されている。
　また、支持部３０は、熱媒体流路６３に設けられるとともに、内側ケーシング６１の外周面６１２（内側ケーシング部材６１Ａの外周面６１２Ａ）に接続されることで、発電機８の冷却を促進するための冷却用のフィンとしても機能も有している。
　支持部３０は、冷熱発電用タービン１の軸方向沿って少なくとも１つ配置されていればよく、内側ケーシング６１の外周面６１２の周方向においても少なくとも１つ配置されていればよい。図３に示した実施形態では、周方向において等間隔に８つの支持部３０が配置されている。また、図２および図４に示した実施形態では、熱媒体流路６３内にロータシャフト１１の軸方向において１つの支持部３０が配置されている。
　また、図２および図４に示した実施形態では、支持部３０の上流端は、ロータシャフト１１の軸方向において、発電機ステータ８２よりも一方側（上流側）に位置している。また、支持部３０の下流端は、ロータシャフト１１の軸方向において、発電機ステータ８２よりも他方側（下流側）に位置している。
　このような構成によれば、支持部３０によって発電機ステータ８２を効果的に冷却することが出来る。
　そして、バイパスライン４０の一部は、支持部３０の内部に形成されている。図示した実施形態では、支持部３０の内部には、支持部３０を径方向に沿って貫通する貫通部４０Ｂ１が形成されている。一実施形態では、バイパスライン４０の一部は、この貫通部４０Ｂ１から構成されている。また、他の実施形態では、バイパスライン４０の一部は、この貫通部４０Ｂ１に挿入された配管から構成されている。
　このような構成によれば、内側ケーシング６１を支持する支持部３０の内部にバイパスライン４０が設けられることとなる。従って、バイパスライン４０を支持部３０の内部に設けずに、支持部３０の外部において熱媒体流路６３内を延在するようにバイパスライン４０を設ける場合と比べて、新たな流路損失の発生を抑制することができる。
　幾つかの実施形態では、上述した冷熱発電用のタービン１は、図４に示されるように、ロータシャフト１１の一方側の端部がロータシャフト１１の他方側の端部よりも鉛直方向において高くなるよう設置される。
　図４に示される実施形態では、ロータシャフト１１の軸線ＣＡが鉛直方向と一致しており、シャフト部１１１の一方側の端部が、シャフト部１１１の他方側の端部の鉛直方向の上部に配置されている。
　このような構成によれば、鉛直方向において、第１段軸流タービン２３側が高く、第２段軸流タービン側２４が低くなるので、熱媒体流路６３内の熱媒体は第２段軸流タービン２４を通過して冷熱発電用タービン１の外部に排出されることとなる。特に、部分負荷の時は、熱媒体流路６３を流れる熱媒体の流量が減少するため、第２段静翼２４Ａの入口（第１段動翼２３Ｂの出口）における圧力が低下し、これに伴い飽和温度も低下するため、液滴（ドレン）が発生する虞があるが、上記構成によれば、部分負荷時において熱媒体流路６３に液だまりが発生するのを抑制できる。
　また、図４に示される実施形態では、バイパスライン４０は、冷熱発電用タービン１の鉛直方向の下側における、内側ケーシング部材６１Ａの底面側の径方向延在部６１Ａ２から内側ケーシング部材６１Ａを貫通している。径方向延在部６１Ａ２は、内側ケーシング部材６１Ａの径方向に沿って延在し、軸線ＣＡと直角をなすように設けられた側面部のことであり、内側ケーシング６１の内部に漏れ込んだ熱媒体が溜まりやすくなる鉛直方向下側の底面側の面である。この径方向延在部６１Ａ２に入口側開口部４０Ａを設けることで、入口側開口部４０Ａに熱媒体が流れ込みやすくなるようになる。
　本開示は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
　上述した幾つかの実施形態に記載の内容は、例えば以下のように把握されるものである。
　１）一の態様に係る冷熱発電用タービン（１）は、液化ガスを加熱するための熱媒体を循環させるように構成された熱媒体循環ライン（９）に設けられた冷熱発電用タービン（１）であって、
　ロータシャフト（１１）と、
　ロータシャフト（１１）を回転可能に収容する内側ケーシング（６１）と、
　内側ケーシング（６１）の外周側に配置される外側ケーシング（６２）と、
　ロータシャフト（１１）の外周面に形成される発電機ロータ（８１）と、内側ケーシング（６１）の内周面（６１１）に支持される発電機ステータ（８２）と、を含む発電機（８）と、
　発電機ロータ（８１）よりロータシャフト（１１）の一方側に設けられた第１段動翼（２３Ｂ）と、
　第１段動翼（２３Ｂ）よりも一方側において外側ケーシング（６２）の内周面（６２１）又は内側ケーシング（６１）の外周面（６１２）に支持される第１段静翼（２３Ａ）と、
　発電機ロータ（８１）よりロータシャフト（１１）の他方側において外側ケーシング（６２）の内周面（６２１）又は内側ケーシング（６１）の外周面（６１２）に支持される第２段静翼（２４Ａ）と、
　第２段静翼（２４Ａ）よりも他方側に設けられた第２段動翼（２４Ｂ）と、
　内側ケーシング（６１）の外周面（６１２）と外側ケーシング（６２）の内周面（６２１）との間に画定される熱媒体流路（６３）であって、第１段静翼（２３Ａ）の上流から第２段動翼（２４Ｂ）の下流に至るまでロータシャフト（１１）の軸方向に沿って延在する熱媒体流路（６３）と、を備える。
　本開示に係る冷熱発電用タービンによれば、発電機ロータの一方側に第１段動翼と第１段静翼とでなる第１段軸流タービン、他方側に第２段動翼と第２段静翼とでなる第２段軸流タービン、を設けた構造である。つまり、発電機ロータを挟んで両端に軸流タービンが設けられている。軸流タービンは、ラジアルタービンのように大きなスクロール（ケーシング）が不要であるため、冷熱発電用タービンの全体を小型化することが可能となる。
　また、熱媒体は内側ケーシングの外周面と外側ケーシングの内周面との間に画定される熱媒体流路内を、第１段動翼、第１段静翼、第２段動翼、第２段静翼の順で流れる。つまり、第１段軸流タービンを通過した熱媒体は、熱媒体流路を流れながら発電機ロータと発電機ステータにおいて発生する発電機の熱を吸収し、第２段軸流タービンに流れ込むこととなる。
　この構成により、熱媒体を用いて発電機を冷却することができるため、冷却に必要な機器や冷却流路などの冷却機構を追加で設置することが不要又は小規模化することが可能となり、装置の大型化を抑制することができる。
　また、熱媒体が発電機の排熱を回収することで、第２段軸流タービンの入口における熱媒体の温度が上昇するため、第２段軸流タービンの効率を向上させることができる。
　すなわち、発電機の冷却と排熱回収を両立することができる。
　また、ロータシャフトの両端に軸流タービンが設けられているので、重量のバランスもとれるので、カウンターウェイトも不要となる。
　２）別の態様に係る冷熱発電用タービン（１）は、１）に記載の冷熱発電用タービン（１）であって、第１段動翼（２３Ｂ）よりも他方側、且つ、発電機ロータ（８１）よりも一方側において、ロータシャフト（１１）と内側ケーシング（６１）との間をシールする一方側シール部（２６Ａ）をさらに備える。
　このような構成によれば、第１段動翼を通過した熱媒体が内側ケーシング内部へリークすることを抑制できるため、シール部材を設けない場合と比べて熱媒体流路を流れる熱媒体の減少を抑制することができる。これにより、シール部材を設けない場合と比べて、発電機ロータと発電機ステータにおいて発生する発電機の熱をより多く回収できるので、第２段軸流タービンの入口温度が上昇し、第２段軸流タービンの効率を向上させることができる。
　また、第１段軸流タービン側の高圧領域と第２段軸流タービン側の低圧領域との間で、内側ケーシングの内部にリークする熱媒体をシールすることができるので、シール部材を設けない場合と比べて、内側ケーシングの内部の圧力を低く維持することができる。これにより、ロータシャフトに作用するスラスト力や、内側ケーシングの内部において発生する風損（ロス）を低減させることができる。
　３）さらに別の態様に係る冷熱発電用タービン１は、１）又は２）に記載の冷熱発電用タービン（１）であって、第２段動翼（２４Ｂ）よりも一方側、且つ、発電機ロータ（８１）よりも他方側において、ロータシャフト（１１）と内側ケーシング（６１）との間をシールする他方側シール部（２６Ｂ）をさらに備える。
　このような構成によれば、熱媒体流路から内側ケーシングの内部に流入した熱媒体が第２段静翼と第２段動翼の間から熱媒体流路へ流出することを低減し、第２段軸流タービンを通過する熱媒体において渦流れが発生することを抑制することができる。これにより、第２段軸流タービンの性能を向上させることができる。
　４）さらに別の態様に係る冷熱発電用タービンは、１）乃至３）のいずれかに記載の冷熱発電用タービン（１）であって、内側ケーシング（６１）の内部と、熱媒体流路（６３）における第２段動翼（２６Ｂ）よりも下流側の位置とを連通するバイパスライン（４０）をさらに備える。
　このような構成によれば、内側ケーシングの内部を流れる熱媒体を、熱媒体流路における第２段動翼よりも下流側に流すことで、内側ケーシングの内部に熱媒体が溜まることを抑制することができる。
　また、内側ケーシングの内部を流れる熱媒体が第２段静翼と第２段動翼の間から熱媒体流路へ流出することを低減し、第２段軸流タービンを通過する熱媒体において渦流れが発生することを抑制することができる。これにより、第２段軸流タービンの性能を向上させることができる。
　５）別の態様に係る冷熱発電用タービン（１）は、４）に記載の冷熱発電用タービン（１）であって、ロータシャフト（１１）の径方向に沿って熱媒体流路（６３）内を延在する少なくとも１つの支持部（３０）であって、一端が外側ケーシング（６２）の内周面（６２１）に接続され、他端が内側ケーシング（６１）の外周面（６１２）に接続される少なくとも１つの支持部（３０）をさらに備え、バイパスライン（４０）の一部は、支持部（３０）の内部に形成される。
　このような構成によれば、内側ケーシングを支持する支持部の内部にバイパスラインが設けられることとなる。従って、バイパスラインを支持部の内部に設けずに、支持部の外部において熱媒体流路内を延在するようにバイパスラインを設ける場合と比べて、新たな流路損失の発生を抑制することができる。
　６）さらに別の態様に係る冷熱発電用タービン１は、１）乃至５）のいずれかに記載の冷熱発電用タービン（１）であって、冷熱発電用タービン（１）は、ロータシャフト（１１）の一方側の端部がロータシャフト（１１）の他方側の端部よりも鉛直方向において高くなるよう設置される。
　このような構成によれば、鉛直方向において、第１段軸流タービン側が高く、第２段軸流タービン側が低くなるので、熱媒体流路内の熱媒体は第２段軸流タービンを通過して冷熱発電用タービンの外部に排出されることとなる。これにより、運転停止時において熱媒体流路に液だまりが発生するのを抑制できる。
１　冷熱発電用タービン
２　液化ガス供給ライン
３　凝縮器
　３１　加熱側管路
　３２　被加熱側管路
４　加熱流体供給ライン
５　冷熱用ポンプ
６　ケーシング
７　蒸発器
　７１　熱媒体被加熱側管路
　７２　熱媒体加熱側管路
８　発電機
９　熱媒体循環ライン
１０Ａ　水上浮遊構造体
　１０　船舶
１０Ｂ　液化ガス基地
１１　ロータシャフト
２１　液化ガス貯留装置
２２　液化ガス用ポンプ
２３　第１段軸流タービン
　２３Ａ　第１段静翼
　２３Ｂ　第１段動翼
２４　第２段軸流タービン
　２４Ａ　第２段静翼
　２４Ｂ　第２段動翼
２６　シール部材
　２６Ａ　一方側シール部
　２６Ｂ　他方側シール部
　２７Ａ　一方側ボールベアリング
　２７Ｂ　他方側ボールベアリング
３０　支持部
４０　バイパスライン
　４０Ａ　入口側開口部
　４０Ｂ　径方向延在導入部
　　４０Ｂ１　貫通部
　４０Ｃ　軸方向延在部
　４０Ｄ　在排出部
　４０Ｅ　出口側開口部
４２　加熱流体用ポンプ
６１　内側ケーシング
　６１Ａ　内側ケーシング部材
　６１Ａ１　軸方向延在部
　６１Ａ２　径方向延在部
　６１Ｂ　一方側カバー部材
　６１Ｃ　他方側カバー部材
　６１０　空間
　６１１　内周面
　６１２　外周面
　６１２Ｂ　外周面
６２　外側ケーシング
　６２１　内周面
６３　熱媒体流路
６４Ａ　一方側導入路
６４Ｂ　他方側排出路
６５Ａ　入口ケーシング
　６３０Ａ　内面
６５Ｂ　出口ケーシング
　６３０Ｂ　内面
８１　発電機ロータ
８２　発電機ステータ
１００　冷熱発電システム
１０１　スラストカラー
１０２　スラスト軸受装置
１０２Ａ　一方側スラスト軸受
１０２Ｂ　他方側スラスト軸受
１０３　ラジアル軸受装置
　１０３Ａ　他方側ラジアル軸受
　１０３Ｂ　他方側ラジアル軸受
１１１　シャフト部
　１１２Ａ、１１２Ｂ　外面
　１１３Ａ　一方側ディスク部
　１１３Ｂ　他方側ディスク部
　１１４Ａ　一方側突出部
　１１４Ｂ　他方側突出部
　１１５Ａ　一方側ナット
　１１５Ｂ　他方側ナット
ＣＡ　軸線

 

Claims (7)

  1. 　液化ガスを加熱するための熱媒体を循環させるように構成された熱媒体循環ラインに設けられた冷熱発電用タービンであって、
    　ロータシャフトと、
    　前記ロータシャフトを回転可能に収容する内側ケーシングと、
    　前記内側ケーシングの外周側に配置される外側ケーシングと、
    　前記ロータシャフトの外周面に形成される発電機ロータと、前記内側ケーシングの内周面に支持される発電機ステータと、を含む発電機と、
    　前記発電機ロータよりも前記ロータシャフトの一方側に設けられた第１段動翼と、
    　前記第１段動翼よりも前記一方側において前記外側ケーシングの内周面又は前記内側ケーシングの外周面に支持される第１段静翼と、
    　前記発電機ロータよりも前記ロータシャフトの他方側において前記外側ケーシングの前記内周面又は前記内側ケーシングの前記外周面に支持される第２段静翼と、
    　前記第２段静翼よりも前記他方側に設けられた第２段動翼と、
    　前記内側ケーシングの外周面と前記外側ケーシングの前記内周面との間に画定される熱媒体流路であって、前記第１段静翼の上流から前記第２段動翼の下流に至るまで前記ロータシャフトの軸方向に沿って延在する熱媒体流路と、を備える
    冷熱発電用タービン。
  2. 　前記第１段動翼よりも前記他方側、且つ、前記発電機ロータよりも前記一方側において、前記ロータシャフトと前記内側ケーシングとの間をシールする一方側シール部をさらに備える、
    請求項１に記載の冷熱発電用タービン。
  3. 　前記第２段動翼よりも前記一方側、且つ、前記発電機ロータよりも前記他方側において、前記ロータシャフトと前記内側ケーシングとの間をシールする他方側シール部をさらに備える、
    請求項１に記載の冷熱発電用タービン。
  4. 　前記内側ケーシングの内部と、前記熱媒体流路における前記第２段動翼よりも下流側の位置とを連通するバイパスラインをさらに備える、
    請求項１に記載の冷熱発電用タービン。
  5. 　前記ロータシャフトの径方向に沿って前記熱媒体流路内を延在する少なくとも１つの支持部であって、一端が前記外側ケーシングの前記内周面に接続され、他端が内側ケーシングの外周面に接続される少なくとも１つの支持部をさらに備え、バイパスラインの一部は、支持部の内部に形成される、請求項４に記載の冷熱発電用タービン。
  6. 　前記冷熱発電用タービンは、前記ロータシャフトの前記一方側の端部が前記ロータシャフトの前記他方側の端部よりも鉛直方向において高くなるよう設置される、
    請求項１に記載の冷熱発電用タービン。
  7. 　請求項１乃至６の何れか１項に記載の冷熱発電用タービンを備える冷熱発電動システム。

     
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